Газоконденсатное месторождение Астрахановское

- суточный объем газа q, нм³ /сут.,

- начальное и конечное давление в газопроводе Р₁ и Р₂, МПа;

- начальная и конечная температура t₁ и t₂,^о С;

- концентрация свежего метанола C₁, % масс.

Расчет индивидуальной нормы расхода метанола на технологический процесс при подготовке и транспортировке природного и нефтяного газа по каждому участку ведется по формуле:

H_Ti = q_ж + q_г + q_к, (23)

где H_Ti - индивидуальная норма расхода метанола по i-му участку;

q_ж - количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы;

q_г - количество метанола, необходимое для насыщения газообразной фазы;

q_к - количество метанола, необходимое для насыщения конденсата.

Количество метанола q_ж (кг/1000 м³), необходимое для насыщения жидкой фазы, определяется по формуле:

; (24)

где ДW - количество отбираемой влаги из газа, кг/1000 м³;

С₁ - весовая концентрация вводимого метанола, %;

С₂ - весовая концентрация метанола в воде (концентрация отработанного метанола в конце участка, на котором образуются гидраты), %;

Из формулы 24 следует, что для определения количества метанола для насыщения жидкой фазы необходимо знать влажность газа и концентрацию метанола в двух точках: в начале и в конце участка, на котором возможно образование гидратов.

Влажность углеводородных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,60, не содержащих азот и насыщенных пресной водой.

Определив влажность газа в начале участка W₁ и в конце участка W_2, находят количество влаги ДW, выделяющиеся из каждых 1000 м³ проходящего газа:

ДW = W₂ - W₁ (25)

Определим влажность по формуле:

(26)

где Р - давление газа, МПа;

А - коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;

В - коэффициент, зависящий от состава газа.

Для определения концентрации отработанного метанола С₂ вначале определяют равновесную температуру Т (° С) гидратообразования. Для этого используют равновесные кривые образования гидратов газов различной плотности (Рисунок 7 Б Приложения Б) на основе среднего давления на участке подачи метанола:

(27)

где Р₁ и Р₂ - давление в начале и конце участка, МПа.

Определив Т, находят величину снижения ДТ равновесной температуры, необходимую для предотвращения гидратообразования:

ДТ = Т - Т₂, (28)

где Т₂ - температура на конце участка, на котором образуются гидраты, ° С.

После определения ДТ, по графику на рисунке 8 Б (Приложение Б) находим концентрацию обработанного метанола С₂ (%).

Количество метанола (q_г, кг/1000 м³), необходимое для насыщения газообразной среды, определяется по формуле:

q_г = к_м · С₂, (29)

где к_м - отношение содержания метанола, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (растворимость метанола в газе).

Коэффициент к_м определяется для условий конца участка, на котором возможно образование гидратов, по рисунку 9 Б (Приложение Б) для давления Р₂ и температуры Т₂.

Количество подачи метанола (Таблицы 20 А - 22 А Приложения А) с учетом дебита определяется по формуле:

Н_с = Н_т + Q (30)

4. Безопасность и экологичность технического режима эксплуатации скважин

4.1 Оценка источников и видов воздействия на окружающую природную среду при реализации технологической схемы разработки

4.1.1 Источники антропогенного воздействия на окружающую среду

Район месторождений Астрахановское на момент проектирования схемы разработки представляет собой среднеизмененный антропогенный ландшафт, находящийся в стадии восстановления вследствие естественной рекультивации.

Доминирующим видом антропогенного воздействия на окружающую среду, здесь, являлось механическое. На момент окончания строительства скважин 8, 11, 3, шлейфов от них к площадке УКПГ Узловое и притрассового проезда в районах размещения буровых площадок была полностью или частично уничтожена древесно-кустарниковая растительность и почвенно-растительный покров.

Сеть коммуникаций между скважинами и УКПГ, с сопутствующими мелкими песчаными карьерами, используемыми для поддержания дорожного полотна в рабочем состоянии, мало, чем отличалась от грунтовых дорог районного значения.

За пределами внешнего контура среднеизмененного антропогенного ландшафта, в радиусе до 2 км, фрагментарно проявлен слабоизмененный антропогенный ландшафт, наблюдаемый в виде густой сети просек для сейсмопрофилей, лесных дорог и небольших по размеру площадок с уничтоженным почвенно-растительным покровом. За время естественного восстановления окружающей среды прошла частичная рекультивация антропогенно измененных объектов природного ландшафта, вследствие высокой репродуктивной способности окружающей биоты.

4.1.2 Воздействие на атмосферный воздух

Воздействие на атмосферный воздух района строительства будет происходить как во время строительства, так и в период эксплуатации объектов проекта. При строительстве объектов технологической схемы разработки месторождения источниками выбросов загрязняющих веществ являются: строительные машины и механизмы, выполнение сварочных работ. Прямое воздействие на атмосферный воздух в строительный период происходит за счет повышения уровня шума и выбросов вредных веществ с выхлопными газами двигателей автомобилей и строймеханизмов, а также выделений загрязняющих веществ, при производстве сварочных работ.

Использование строительных машин и механизмов зависит от объемов, выполняемых земляных и строительно-монтажных работ при прокладке шлейфа газопровода, газопровода топливного газа и метанолопровода и времени их выполнения.

Поскольку протяженность этих коммуникаций незначительна, минимальными будут и выбросы загрязняющих веществ. Количество ЗВ (загрязняющих веществ) определяется при рабочем проектировании.

Котельная с двумя котлами ПКН-2С. В процессе строительства выбросы загрязняющих веществ будут происходить и от отопительной котельной. Эти выбросы от котельной установки за период строительства предварительно оцениваются в следующих количествах:

- СО - 0,24 т;

- NO₂ - 0,034 т;

- NO - 0,006 т.

Главный привод буровой установки. Основное воздействие на атмосферный воздух в строительный период происходит за счет выбросов вредных веществ с выхлопными газами дизельных двигателей главного привода буровой установки.

Учитывая типы буровых установок, используемых на объектах бурения ОАО «НК «Роснефть - Сахалинморнефтегаз», можно предварительно привести объемы валовых выбросов загрязняющих веществ от дизелей главного привода буровой установки при бурении одной скважины. Они составляют:

- Окись углерода (337) СО 3,56 т;

- Двуокись азота (301) NO2 4,37 т;

- Окись азота (304) NO 0,71 т;

- Сернистый ангидрид (330) SO2 0,68 т;

- Углеводороды (2754) СН 1,64 т;

- Сажа (328) С 0,27 т;

Как видно из приведенных результатов выбросов ЗВ при бурении скважины они составлют значительную величину.

Стационарные источники выбросов загрязняющих веществ (подогреватели). Стационарными источниками загрязнения атмосферного воздуха в процессе эксплуатации газовых скважин будут являться устанавливаемые по дополнительно три подогревателя типа ПТ. Годовые выбросы загрязняющих веществ от них составят:

- при эксплуатации трех путевых подогревателей по NO2 6,75 т,

- по оксиду углерода 18,6 т.

4.1.3 Воздействие на недра

Рациональное использование природных ресурсов и охрана недр являются главными факторами предотвращения отрицательного воздействия на геологическую среду. Воздействие на недра носит прямой характер, и связано с механическим нарушением недр и поступлением буровых реагентов.

Срок воздействия на недра проектом бурения определяется периодом строительства наклонно-направленной скважины и периодом ее испытания.

Негативное воздействие на продуктивные горизонты в процессе разработки месторождения и дальнейшего извлечения углеводородов проявляется при разубоживании запасов нефти.

Главными факторами предотвращения отрицательного воздействия на геологическую среду являются рациональное использование природных ресурсов и охрана недр.

4.1.4 Воздействие на почвенный покров и растительность

Воздействие на почвенный покров и растительность при разработке месторождения проявляется в нескольких видах. Основное значение имеют механические нарушения при производстве земляных, планировочных работ, движении автотранспорта и дорожной техники. В периоды производства строительно-монтажных работ механические нарушения выражены площадными и линейными формами: первые возникают при строительстве эксплутационной скважины, вторые при подготовке траншеи для прокладки газопровода, шлейфа, метанолопровода, водопровода.

Помимо механических нарушений, возможно химическое загрязнение почвенно-растительного покрова нефтепродуктами, реагентами, другими органическими и неорганическими веществами, что вызывает разрушение структуры почв, изменение ее физико-химических параметров. В результате резко снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом, приводящие к ухудшению азотного режима почв и нарушению корневого питания растений.

Помимо уничтожения растительности вокруг скважины и трубопроводов, наблюдается снижение биологической продуктивности фитоценозов на прилегающих к ним территориях.

Так как почвы и растительность в пределах строительной площадки и коммуникаций являются наиболее уязвимыми объектами воздействия, необходимо снижение до минимальной величины площади земельных участков, где будет нарушен почвенно-растительный покров. Ширина полосы отвода определяется в соответствии с нормами отвода земель для строительства сооружений. Основное воздействие на почвенный покров в пределах земельного отвода при реализации проекта будет связано с обустройством площадки бурения скважин.

Планировка рабочей площадки под буровую сопровождается расчисткой территории от растительности, перемещением грунта, планировкой участка, строительством площадок под вахтовый поселок, под котельную, склад ГСМ, рытьем котлованов для амбаров, выполнением обваловок площадок резервуаров и буровых сооружений и т. д.

Воздействие будет заключаться в механическом нарушении поверхности почв под влиянием передвижных транспортных средств и производства земляных работ. Воздействие на почвенно-растительный покров имеет прямой характер и будет связано с уничтожением снимаемого растительного слоя, т.к. складирование в бурты и последующее восстановление не представляется возможным ввиду его незначительной мощности.

Это воздействие состоит: в отчуждении земель во временное и постоянное пользование; в производстве земляных работ, связанных со строительством скважины; в возможном загрязнении поверхности отведенной площадки строительным мусором и горюче-смазочными материалами.

4.1.5 Воздействие на животный мир

Основные результаты воздействия строительства скважин на биоту при реализации проекта будут выражаться:

- в снижении продуктивности и ухудшении состояния мест обитания в результате поступления в природную среду загрязняющих веществ с выхлопами специальной строительной техники и бурового оборудования;

- в беспокойстве или уходе млекопитающих и птиц в результате производимого шума, движения и присутствия автотранспорта, присутствия людей на буровой площадке и за ее пределами.

4.1.6 Социальная среда

В зону непосредственного влияния проекта строительства эксплуатационной скважины не попадают заказники, заповедники, зона водолечебницы. Участок находится вне границ особо охраняемых природных территорий, за пределами водоохранных зон и прибрежных защитных полос водных объектов.

В пределах площадки отводимой под строительство скважины отсутствуют историко-археологические и культурные памятники.

Проектом бурения не затрагиваются земли родовых хозяйств местных жителей.

Перечисленные отрицательные воздействия, возникающие при строительстве скважины, учитывая незаселенность района работ, не окажут негативного воздействия на здоровье, жизнедеятельность и занятость населения района.

4.2 Охрана труда при эксплуатации газовых скважин

Для обеспечения безопасных условий труда при обслуживании оборудования и сооружений по сбору, сепарации очистке и транспортированию нефти и газа необходимо, прежде всего, соответствие оборудования условиям, возникающим при его эксплуатации. Требованиям, которые предъявляются к каждому виду этого оборудования, установке или к сооружению в целом правилами техники безопасности, строительными нормами и правилами.

При проведении ремонтных работ должны соблюдаться не только общие правила техники безопасности при выполнении этих работ, но и дополнительные правила, отражающие специфичность характера работ по ремонту оборудования и сооружений по сбору, сепарации, очистке и транспортированию нефти и газа.

Все оборудование на объекте, работающее под высоким давлением, оснащены предохранительными клапанами, манометрами и устройствами для автоматического спуска жидкости. Аппараты, с помощью которых замеряется дебит жидкости, имеют, кроме того, уровнемерные стекла или заменяющие их уровнеуказатели.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы устанавливают с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Все выше перечисленное полностью удовлетворяет документ «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Госгортехнадзор России, 2003 г.».

Запорные устройства газопроводов (задвижки, краны) устанавливают в колодцах с крышками. При наземной установке запорные устройства ограждают.

При обнаружении газа в каком-либо из этих сооружений газопровод отключают, выявляют место утечки газа и проводят ремонтные работы. Кроме того, проверяют на загазованность все другие подземные сооружения, а также здания, расположенные на расстоянии 15 м по трассе газопровода.

Осмотр газопроводов и проверка их на герметичность, а также замер электрических потенциалов (на подземных газопроводах) осуществляются по графику, утвержденному руководителем предприятия, ответственным за их эксплуатацию. Графиком предусматривается проверка газопроводов на герметичность через три года после ввода их в эксплуатацию, а в последующие время - не реже одного раза в пять лет.

Газопроводы испытывают гидравлическим способом, сжатым воздухом или газом. Если при испытании используется газ, который не имеет запаха, или воздух, то его одорируют. Газопровод, испытанный воздухом, можно вводить в эксплуатацию только после вытеснения воздуха газом. Вытеснение считается законченным, если содержание кислорода в газе, заполнившем газопровод, не превышает 2 %.

Ликвидация порывов газопроводов, ремонт и замена запорных устройств относятся к числу газоопасных работ и выполняются с соблюдением соответствующих правил и инструкций.

Заключение

Газоконденсатное месторождение Астрахановское введено в разработку в 2001 году.

В разрезе месторождения выделено пять продуктивных пластов: IV, VII, XI, XIII, XVI. В разрезе XVI пласта выявлено четыре пропластка с самостоятельными контурами газоносности (XVI₁, XVI₂, XVI₃, XVI₄). Всего выделено 10 газоконденсатных залежей.

Общие запасы месторождения категории С₁ составляют 813 млн. м³, категории С₂ - 576 млн. м³ сухого газа. В настоящее время в разработку вовлечены 800 млн. м³ (58 % от общих запасов).

В разработке находятся пять залежей первого блока, четыре залежи объединены в два эксплуатационных объекта: XVI₁₊₂, XVI₃₊₄ пласты. Залежь XI пласта практически выработана (газоотдача на 01.05.2005 г. составила 87 %).

Режим разработки месторождения - упруговодонапорный.

Технологический режим работы скважин - режим постоянной дипрессии.

За время эксплуатации на 01.01.2005 г. извлечено 413 млн. м³ газа и 60,1 тыс. т конденсата. Эксплуатационный фонд составляет три скважины (№№ 8, 3, 11).

Осуществляемый контроль за разработкой месторождения весьма ограничен, поэтому «средние» параметры залежей, закладываемые в технологические расчеты не являются достаточно точными и требуют в дальнейшем регулярных мероприятий по контролю за эксплуатацией.

В дальнейшем предлагается существующим фондом разрабатывать уже вовлеченные объекты, а также ввести в эксплуатацию залежи IV и VII пластов в I блоке с запасами категории С₂ 188 и 216 млн. м³ газа соответственно, и залежи II-го блока - XIII, XVI₁ пласты с запасами категории С₂ 91 и 81 млн.м³.

В работе рассмотрено три варианта дальнейшей разработки месторождения, которые отличаются темпами отборов, количеством добывающих скважин, количеством запасов категории С₂.

C технологической точки зрения оптимальным является вариант I. Согласно «Правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений» Толщина промежуточных толщин между объединяемыми пластами не должна превышать 80-90 м. В данном случае между IV и VII пластами 190 м. Начальное пластовое давление в IV пласте на 2,1 МПа ниже, чем в VII-м (21,3 и 23,4 МПа). Следовательно, при совместной эксплуатации пластов из-за более высокого начального пластового давления в нижнем пласте возможно «передавливание» продукции IV-го пласта. Объект IV пласта будет вырабатываться неравномерно.

Список используемых источников

1. Алиев З.С. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. 261 c.

2. Булатов А.И. Макаренко П.П. и др. Охрана окружающей Среды в нефтегазовой промышленности. М.: Недра, 1997. 245 c.

3. Временная методика составления технических проектов на бурение, крепление и испытание нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1976.

4. Гинько Е.Г. и др. Геологическое строение и подсчет запасов газа и конденсата месторождения Астрахановское по состоянию на 01.01.77 г. Фонды СахалинНИПИморнефть.: 1977. 137 с.

5. ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

6. ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

7. ГОСТ 17.1.3.06-82. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод.

8. ГОСТ 17.1.3.07-82. Охрана природы. Гидросфера. Правила контроля качества воды водоемов и водотоков.

9. ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.

10. ГОСТ 17.4.3.02-85 Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ.

11. ГОСТ 17.4.3.04-85. Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения.

12. ГОСТ 17.5.1.01-83. Охрана природы. Земли. Рекультивация земель. Термины и определения.

13. ГОСТ 17.5.3.04-83. Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель

14. ГОСТ 17.5.3.06-85. Охрана природы. Земли. Требования к определению норм снятия плодородного слоя почвы, при производстве земляных работ.

15. Гриценко А. И., Алиев З. С и др.."Руководство по исследованию скважин" М.: Наука,1995. 523 с.

16. Гриценко А.И. и др. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983.

17. Дегтярев Б.В, Бухгалтер Э.Б., Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах, М.: Недра, с. 19.

18. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974, с. 45-53.

19. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980.

20. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А., Кичиев К.Д. Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра,1966. 87 с.

21. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. "Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М., Недра, 1984. 487 с.

22. Красикова В.И. Изучение современного состояния наземной флоры и фауны в нефтепромысловых районах острова Сахалин. Южно-Сахалинск.: ИМГиГ АН РФ, 1991. 168 с.

23. Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах. №1404, от 23 ноября 1996.

24. Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 22.05.02 № 22. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

25. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. Постановление Госгортехнадзора России от 05.06.03 №56.

26. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1971. 104 с.

27. Рекомендации по выбору резьбовых соединений обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб, используемых при строительстве наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин. М.: 1999 Согласовано с ГГТН России письмо 10-13/512 от 04.08.1999.

28. Рекомендации по разработке проектно - сметной документации на строительство скважин. 14.02.1999, согласовано с Госгортехнадзором России, N 10-03/797.

29. СанПиН 2.1.6.983-01. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест. М.: Минздрав России, 2001.

30. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981.

31. Спутник буровика. К.В.Иогансен. М.: Недра 1990.

32. Толмачев А. И. Геоботаническое районирование острова Сахалин. М.Л.: Изд-во АН СССР, 1995. 80 с.

33. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. М.: Недра, 1987.

34. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. с. 140-147.

Приложение

Приложение А

Таблица 1 А

Характеристика залежей месторождения Астрахановское

Горизонт	Индекс пласта	Блок	Глубина залегания пласта в своде, абс. м	Высотные положения ГВК/абс. отм/м	Размеры залежей	Пределы, средние величины газонасыщенных толщин, м	Типы залежей
					длина, м	ширина, м	высота, м
Дагинский	IV	I	2150	- 2163	1800	1050	13	8,8-0 7,6	неполно-пластов. тект. экран.
	VII	I	2340	- 2364	1850	1150	14	9,8-0 6,9	неполно-пластов. тект. экран.
	XI	I	2564	- 2575	1750	900	11	10,8-0 8,9	неполно-пластов. тект. экран.
	XIII	II	2665	- 2691	1000	1000	26	18,0-0 7,8	неполно-пластов. тект. экран.
	XVI1	I	2754	- 2776	1750	1050	22	7,5-0 6,6	пластов. сводовая тект. экран.
	XVI1	Ia	2760	- 2776	300	220	16	8,0-0 8,0	пластов. тект. экран.
	XVI1	II	2740	- 2766	1000	1000	26	10,0-0 8,0	пластов. тектон. экранир.
	XVI2	I	2773	- 2793	1750	970	20	6,6-0 5,1	пластов. сводовая тект. экран.
	XVI3	I	2798	- 2810	1600	850	11	7,4-0 4,2	пластов. сводовая
	XVI4	I	2816	- 2831	1700	850	15	2,6-0 2,0	пластов. сводовая частично литол. огранич.

Таблица 8 А

Физико-химические свойства стабильного конденсата месторождения Астрахановское

№ п/п	Наименование показателя	Значение
Пласт XV-XVI1,2,3 блок I
1	Плотность, г/см3	0,7940
2	Молекулярная масса	131
3	Температура застывания, 0С	-
	Содержание, % массовые
4	серы	0,02
5	смол силикагелевых	0,30
6	асфальтенов	0,05
7	парафина	1,73
Пласт XV-XVI1 блок I
1	Плотность, г/см3	0,7639
2	Молекулярная масса	124
3	Температура застывания, 0С	-
	Содержание, % массовые
4	серы	-
5	смол силикагелевых	-
6	асфальтенов	-
7	парафина	-
Пласт XV-XVI2 блок I
1	Плотность, г/см3	0,815
2	Молекулярная масса	131
3	Температура застывания, 0С	-
	Содержание, % массовые
4	серы	-
5	смол силикагелевых	-
6	асфальтенов	-
7	парафина	-
Пласт XV-XVI3,4 блок I
1	Плотность, г/см3	0,809
2	Молекулярная масса	130
3	Температура застывания, 0С	-
	Содержание, % массовые
4	серы	0,03
5	смол силикагелевых	0,38
6	асфальтенов	0,04
7	парафина	0,19
Пласт XV-XVI1 блок Ia
1	Плотность, г/см3	0,7591
2	Молекулярная масса	121
3	Температура застывания, 0С	-
	Содержание, % массовые
4	серы	-
5	смол силикагелевых	-
6	асфальтенов	-
7	парафина	-

Таблица 18 А

Стандартные диаметры насосно-компрессорных труб

Условный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм
Трубы гладкие
48	40,3
60	50,3
73	62
Трубы с высаженными наружу концами
33	26,4
42	35,2
48	40,3

Приложение Б

Рисунок 1 Б Зависимость физических свойств конденсата от давления на месторождении Астрахановское

Рисунок 2 Б Результаты дифференциальной конденсации пластового газа месторождения Астрахановское

Рисунок 3 Б Зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора газа месторождения Астрахановское

Рисунок 4 Б Сравнение экономической эффективности

Рисунок 6 Б Кривые Брауна для определения коэффициента сжимаемости газа

Рисунок 7 Б График гидратообразования для природных газов с различной относительной плотностью

Рисунок 8 Б График понижения точки замерзания жидкости в зависимости от содержания метанола

Рисунок 9 Б График содержания метанола в паровой и жидкой фазах в зависимости от давления и температуры газа

Размещено на Allbest.ru

...